Étude de l'influence de la nébulosité sur la production d ... · système photovoltaïque avec suiveur solaire fonctionnant au Canada. Guillermo Quesada*, Daniel Rousse, Yvan Dutil,

* auteur correspondant Adresse électronique : [email protected]

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Étude de l'influence de la nébulosité sur la production d'électricité d'un système photovoltaïque avec suiveur solaire fonctionnant au Canada.

Guillermo Quesada*, Daniel Rousse, Yvan Dutil, Mostafa Mehrtash

Chaire de recherche industrielle en technologies de l’énergie et en efficacité énergétique (T3E), École de technologie supérieure, Montréal, Canada

RÉSUMÉ

Il existe de nombreuses études montrant des gains d’énergie solaire entre 20 et 50 % des systèmes photovoltaïques (PV) avec suiveur solaire par rapport aux systèmes PV fixes. Par contre, des études récentes proposent de fixer l'orientation des modules solaires vers le zénith (position horizontale) lors de conditions complètement nuageuses. Cette approche permettrait de capter plus d'énergie solaire, soit jusqu’à 50 % plus qu’avec un système PV suivant tout simplement le chemin du Soleil. Ce travail porte sur l’étude de la pertinence de cette dernière proposition pour les systèmes PV avec suiveur solaire fonctionnant au Canada. Une méthodologie basée sur l’utilisation du modèle de ciel isotrope a été utilisée et une analyse d’étude de cas d'un système PV branché au réseau électrique à Toronto a été effectuée. Mots clés : rayonnement solaire, système photovoltaïque, suiveur solaire

1. INTRODUCTION

À l’occasion de la conférence Solar Canada 2010 qui s'est tenue les 6 et 7 décembre 2010 à Toronto, la Canadian Solar Industries Association (CanSIA) a publié sa très attendue stratégie pour l'avenir intitulée « Solar Vision 2025 » [1]. Selon ce document, la capacité solaire photovoltaïque (PV) totale installée au Canada a atteint environ 66 MWp en 2009 et pourrait atteindre entre 9 et 15 GWp d'ici 2025.

C'est dans le cadre de cette conférence que plusieurs entreprises participant activement au programme ontarien « Micro feed-in tariff program » se sont réunies. La vedette a été réservée aux systèmes PV avec suiveurs solaires et à leur utilisation potentielle au Canada. De nombreuses études montrant des gains


2

d’énergie solaire entre 20 et 50 % par rapport aux systèmes PV fixes ont été citées [2].

Un système PV avec suiveur solaire peut être défini comme une structure portante qui oriente les panneaux PV vers le Soleil tout au long de la journée. Cette versatilité lui permet de suivre la position qui maximise la quantité de rayonnement solaire incident sur les panneaux PV. Le suivi solaire peut se faire sur deux axes: mouvement azimutal ou horizontal (du lever au coucher du Soleil) et mouvement zénithal ou vertical (selon la hauteur du Soleil pendant la journée).

La stratégie de suivi solaire lors des journées partiellement ou entièrement ensoleillées augmente considérablement la production d’énergie électrique, mais qu'arriverait-il lors des journées complètement nuageuses (ciel complètement couvert)? Des études récentes proposent de fixer l'orientation des modules solaires vers le zénith (position horizontale) lors de conditions complètement nuageuses. Cette approche permettrait de capter plus d'énergie solaire, soit jusqu’à 50 % plus qu’avec un système PV suivant tout simplement le chemin du Soleil.

Kelly et al. [3] ont effectué des mesures de l'irradiance solaire pendant des périodes nuageuses. Ils ont utilisé six appareils différents pour mesurer l'irradiance solaire sur la position horizontale (H) et sur une surface pointant directement vers le soleil (DST). Ils ont employé l'expression suivante pour calculer l'avantage de suivi (tracking advantage : TA) d'un suiveur solaire à 2 axes par rapport à un système fixe en position horizontale:

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛

=

DTSHDTS

H-1TA (1)

Parce que toutes les mesures ont été réalisées lors des journées complètement nuageuses, ils ont obtenu une valeur de TA négative (un désavantage de suivi) allant de -0,17 à -0,45 avec une moyenne de -0,31. Ces résultats ont amené à conclure que dans des conditions nuageuses, en particulier pour les journées complètement nuageuses, on capte plus d’énergie solaire en orientant les modules solaires vers le zénith (position horizontale) qu’en suivant tout simplement le parcours du Soleil. Dans un article ultérieur, Kelly et al. [4] ont rapporté un vaste ensemble de mesures de l'irradiance solaire à midi. Ils ont employé quatre panneaux photovoltaïques identiques et des pyranomètres associés avec des angles d'inclinaison différents (57°, 42°, 27° et 0°) par rapport à la surface de la Terre.


3

Leur but était de déterminer un algorithme de suivi optimal pour capturer le rayonnement solaire. Les données ont été recueillies à Milford, au Michigan. Comme dans leur premier travail, ils ont constaté que lors des journées ou périodes complètement nuageuses, un suivi solaire à 2 axes réduit la capture de l'énergie solaire par rapport à un système PV en position horizontale. Ils ont observé que le ratio H/DTS atteint des valeurs de 1,37 pour les journées plus nuageuses. Au cours d'une journée complètement nuageuse, ils ont estimé que l'orientation horizontale d’un panneau PV peut recueillir jusqu’à 50 % plus d'énergie solaire qu'un système qui déplace le panneau PV en direction du Soleil caché derrière les nuages. En plus de se pencher sur l'effet de l'utilisation de différents mécanismes de suivi solaire sur la performance de systèmes PV, Koussa et al. [5] ont étudié les principaux paramètres qui influencent la quantité de leur production d'énergie électrique ainsi que celles qui affectent leurs gains par rapport aux traditionnels systèmes PV fixes. À cette fin, les sept configurations suivantes ont été examinées:

• OVY: système de suivi solaire avec un simple axe de rotation vertical, où la surface du panneau PV est inclinée selon la pente annuelle optimale

• OVS: système de suivi solaire avec un simple axe de rotation vertical (uniaxial), où la surface du panneau est inclinée selon la pente saisonnière optimale

• OIY: système de suivi solaire avec un simple axe de rotation incliné (uniaxial), où la surface du panneau PV est inclinée à l'optimum annuel

• OIS: système de suivi solaire avec un simple axe de rotation incliné (uniaxial), où la surface du panneau est inclinée selon la pente saisonnière optimale

• DT: système de suivi solaire biaxial • FY: panneau fixe et sa surface inclinée selon la pente annuelle optimale • FS: panneau fixe et sa surface inclinée selon la pente saisonnière

optimale Cette étude a été réalisée à partir de mesures horaires du rayonnement solaire direct normal, des rayonnements solaires global et diffus sur le plan horizontal et de la température de l'air. Les données ont été recueillies à Bouzaréah, dans le nord de l'Algérie. Un modèle théorique a été employé pour calculer la performance énergétique d’un système PV fonctionnant selon les configurations mentionnées. Ils ont également démontré que, pour une journée complètement nuageuse, la position horizontale du panneau PV présente la meilleure performance par rapport au panneau PV fixe et à ceux avec un suiveur solaire uniaxial et biaxiale.


4

Arriverait-on aux mêmes résultats lors des journées complètement nuageuses pour un système PV avec suiveur solaire fonctionnant au Canada? Cette étude théorique a pour objectif de répondre à cette question. Pour ce faire, on divisera l’étude en deux volets. Dans le premier volet, on étudiera l’énergie solaire disponible, tandis que le deuxième volet s’occupera de la transformation de cette énergie solaire en électricité.

Ce travail propose une méthodologie basée sur l’utilisation du modèle de ciel isotrope. Cette méthodologie permettra d'estimer la valeur théorique du rayonnement solaire global horaire incident sur le plan horizontal sous lequel le système PV en position horizontale reçoit plus d'énergie qu'en suivant le Soleil. Cette valeur sera appelée « rayonnement solaire critique » (Ic).

À la fin, une étude de cas d'un système PV branché au réseau dans la ville de Toronto sera effectuée. La performance du système PV sera simulée avec le logiciel PV-Sol Pro 4.5. Cette simulation aura aussi pour but de valider l'utilisation du modèle de ciel isotrope pour estimer le rayonnement solaire critique.

2. MÉTHODOLOGIE UTILISÉE POUR ESTIMER LE RAYONNEMENT SOLAIRE CRITIQUE BASÉE SUR LE MODÈLE DE CIEL ISOTROPE.

Le rayonnement solaire global horaire sur une surface inclinée (IT) est la somme de ses composantes directe (IT,b), diffuse (IT,d) et réfléchie au sol (IT,refl), T T,b T,d T,reflI I I I= + + (2)

Pour un ciel nuageux, il est valable d’utiliser le modèle de ciel isotrope pour estimer le rayonnement solaire horaire sur une surface inclinée (IT) [6,7]. Le modèle de ciel isotrope suppose que l'intensité du rayonnement diffus est uniforme sur toute la voûte céleste. Par conséquent, l'incidence du rayonnement solaire diffus sur une surface inclinée dépend de la fraction de la voûte céleste vue par elle [8]. Pour le calcul du rayonnement réfléchi au sol incident sur une surface inclinée, on considère l'avant-plan dans le champ de vision de cette surface comme étant un réflecteur diffus et l'horizon dégagé,

T b b d d reflI I R I R I R= ⋅ + ⋅ + ⋅ (3)

Ib: Rayonnement solaire direct horaire sur une surface horizontale (Wh/m2)

Rb: Facteur géométrique (Rb ≥ 0). C’est le ratio entre le rayonnement solaire direct sur la surface inclinée (IT,b) et le rayonnement solaire direct sur la surface horizontale (Ib),


5

( ) ( )b

z

cos cos cos sin sincosRcos cos cos cos sin sin

φ −β ⋅ δ ⋅ ω+ φ −β ⋅ δθ= =

θ φ ⋅ δ ⋅ ω+ φ δ (4)

Id: Rayonnement solaire diffus horaire sur une surface horizontale (Wh/m2) Rd: Facteur d’angle de la surface inclinée vers le ciel à tout moment

d1 cosR

2+ β⎛ ⎞

= ⎜ ⎟⎝ ⎠

(5)

I: Rayonnement solaire global horaire sur une surface horizontale (Wh/m2). Le rayonnement solaire global horaire sur une surface horizontale (I) est la somme de ses composantes directe (Ib) et diffuse (Id),

b dI I I= + (6)

Rrefl : Facteur d’angle de la surface inclinée vers le sol à tout moment

refl g1 cosR

2− β⎛ ⎞

= ρ ⋅ ⎜ ⎟⎝ ⎠

(7)

ρg: Coefficient de réflexion au sol β: Pente du panneau solaire (degré) θ: Angle d'incidence solaire (degré) θZ: Angle zénithal solaire (degré) φ: Latitude (degré) δ: Déclinaison solaire (degré). La déclinaison est calculée à partir de l'équation de Cooper [9]

284 n23,45sin 360365+⎛ ⎞

δ = ⎜ ⎟⎝ ⎠

(8)

ω: Angle horaire du Soleil (degré)

180 (12 TST)12

⋅ −ω = (9)

n: nième jour de l'année

TST: Heure solaire

Si on introduit la modification de l'expression (6) suivante « Ib = I-Id » dans l'équation (3), on obtiendra,


6

( )T d b d g1 cos 1 cosI I I R I I

2 2+ β − β⎛ ⎞ ⎛ ⎞

= − ⋅ + ⋅ + ⋅ ρ ⋅⎜ ⎟ ⎜ ⎟⎝ ⎠ ⎝ ⎠

(10)

En la divisant par « I »,

d dTb g

I II 1 cos 1 cos1 RI I I 2 2

+ β − β⎛ ⎞ ⎛ ⎞ ⎛ ⎞= − ⋅ + ⋅ + ρ ⋅⎜ ⎟ ⎜ ⎟⎜ ⎟

⎝ ⎠ ⎝ ⎠⎝ ⎠ (11)

Le rayonnement solaire critique (Ic) est obtenu lorsque l'équation (11) est égale à 1. Par conséquent, le rayonnement solaire critique (Ic) sera le rayonnement solaire global horaire incident sur une surface horizontale (I). Sa valeur est égale au rayonnement solaire global horaire incident sur une surface inclinée (IT).

Puis, selon la condition I=IT, le ratio dII

est calculé en utilisant la corrélation

suivante,

d db g

I I 1 cos 1 cos1 1 RI I 2 2

+ β − β⎛ ⎞ ⎛ ⎞ ⎛ ⎞= − ⋅ + ⋅ + ρ ⋅⎜ ⎟ ⎜ ⎟⎜ ⎟

⎝ ⎠ ⎝ ⎠⎝ ⎠ (12)

Pour un système PV suivant le Soleil dans les deux axes,

b1R

cos cos cos sin sin=

φ ⋅ δ ⋅ ω+ φ δ (13)

Orgill et.al. [10] ont présenté une équation de corrélation pour le rayonnement solaire diffus horaire, basée sur des données météorologiques de Toronto sur

une période de 4 ans. A partir de ces données, le ratio dII

peut être calculé en

fonction de l’indice de clarté horaire «kt».

dt t

dt t

dt

I 1 0,249 k 0 k 0,35II 1,557 1,84 k 0,35 k 0,75II 0,177 k 0,75I

= − ⋅ →→→ ≤ <

= − ⋅ →→ ≤ ≤

= →→→→→→ >

(14)

La plage de 0 ≤ kt <0,35 représente des journées complètement nuageuses avec plus de 90% du rayonnement solaire global incident étant diffus. La gamme de


7

0,35 ≤ kt ≤ 0,75 correspond à des journées partiellement ensoleillées et des journées entièrement ensoleillées sont représentées par kt > 0,75.

En modifiant les corrélations d’Orgill et al., l'indice de clarté horaire pour les journées complètement nuageuses et partiellement ensoleillées peut être estimé:

d

dt

d

dt

I1 IIk 0,910,249 I

I1,557 IIk 0,177 0,911,84 I

−= →→→→ >

−= →→ ≤ ≤

(15)

Enfin, le rayonnement solaire critique horaire (Ic) est calculé en utilisant la corrélation suivante, c t 0I k I= ⋅ (16)

I0: Rayonnement solaire extraterrestre horaire sur une surface horizontale (Wh/m2). Le rayonnement solaire extraterrestre horaire sur une surface horizontale entre le lever et le coucher du Soleil est donné par [9],

( ) ( )

sc0

2 12 1

12 G 360 nI 1 0,033cos365

cos cos sin sin sin sin180

⋅ ⎡ ⎤⋅⎛ ⎞= ⋅ + ⋅⎜ ⎟⎢ ⎥π ⎝ ⎠⎣ ⎦

⎡ ⎤π ⋅ ω −ωφ ⋅ δ ⋅ ω − ω + ⋅ φ ⋅ δ⎢ ⎥

⎣ ⎦ (17)

Gsc: Constante solaire = 1353 W/m2

2.1. Estimation du rayonnement solaire critique.

En utilisant la méthodologie décrite ci-dessus, on calculera l'indice de clarté horaire et le rayonnement solaire critique horaire pour un système PV avec suiveur solaire à deux axes. Ce système PV sera situé en Ontario, plus précisément à Toronto (43,67° N et 79,4° O). Le coefficient de réflexion au sol utilisé pour le calcul sera de ρg=0,2.


8

00.050.10.150.20.250.30.350.40.450.50.550.60.650.70.750.80.850.90.95

1

8h00

9h00

10h00

11h00

12h00

13h00

14h00

15h00

16h00

Heure solaire

Indi

ce d

e cl

arté

hor

aire

Maximum-ÉtéMinimum-HiverMoyenne

Figure 1. Courbe des indices de clarté horaire calculés avec l’expression (15). La figure ci-dessus montre que l’indice de clarté calculé se trouve, pour la majorité des heures du jour, proche de l’indice de clarté que dénote un ciel complètement nuageux. Cela confirme le fait que lors des journées complètement nuageuses, le panneau PV reçoit plus d’énergie solaire en restant en position horizontale qu’en suivant le Soleil. Les figures suivantes illustrent les valeurs du rayonnement solaire critique pour l'été et l'hiver. Il est à espérer que pour des niveaux de rayonnement solaire global incident sur un plan horizontal en dessous de ces valeurs, le système PV recevra plus d’énergie solaire étant en position horizontale. Il est important de préciser que la valeur du rayonnement solaire en Wh/m2 est valide pour l'heure se terminant au moment indiqué sur l’axe des abscisses.


9

050

100150200250300350400450500550600650700750800850900

8h00

9h00

10h0

0

11h0

0

12h0

0

13h0

0

14h0

0

15h0

0

16h0

0

Heure solaire

Rayo

nnem

ent s

olai

re g

loba

l sur

le p

lan

horiz

onta

l (W

h/m

2 )

Figure 2. Graphique de rayonnement solaire critique pour Toronto pendant l’été.

050

100150200250300350400450500550600650700750800850900

8h00

9h00

10h0

0

11h0

0

12h0

0

13h0

0

14h0

0

15h0

0

16h0

0

Heure solaire

Rayo

nnem

ent s

olai

re g

loba

l sur

le p

lan

horiz

onta

l (W

h/m

2 )

Figure 3. Graphique de rayonnement solaire critique pour Toronto pendant l’hiver


10

Même si le rayonnement solaire incident sur le plan horizontal lors d’une journée nuageuse est en dessous du rayonnement solaire critique, il reste encore à prouver quantitativement l’avantage de produire de l’électricité fixant les panneaux PV en position horizontale. À niveaux aussi faibles de rayonnement solaire, ce sont les propriétés photosensibles du panneau PV (courbe caractéristique courant-voltage) et les paramètres d’opération des autres composantes du système PV (régulateur, batterie électrique, onduleur) qui peuvent constituer des contraintes considérables à la transformation de l’énergie solaire incidente en énergie électrique. Cet aspect sera abordé dans la section suivante, où le système PV branché au réseau électrique et fonctionnant dans des conditions de ciel complètement nuageux sera étudié.

3. L’ANALYSE D’ÉTUDES DE CAS

Pour réaliser cette analyse, le logiciel PV-Sol Pro 4.5 a été utilisé. Il s’agit d’un logiciel de simulation dynamique développé pour la conception et le calcul du rendement de systèmes photovoltaïques branchés au réseau et hors réseau.

Ce logiciel utilise le modèle de ciel anisotropique, proposé par Hay et Davies [8], pour estimer le rayonnement solaire horaire incident sur une surface inclinée (IT). Le modèle de ciel anisotrope divise la voûte céleste en deux zones, une zone pour la partie du ciel autour du Soleil (zone circumsolaire) et l’autre pour la portion du ciel restante. Le rayonnement solaire diffus provenant de la zone circumsolaire est projeté sur la surface inclinée de la même manière que le rayonnement solaire directe. Par conséquent, Rd est la suivante:

( )d i i b1 cosR 1 A A R

2⎡ ⎤+ β⎛ ⎞

= − ⋅ + ⋅⎜ ⎟⎢ ⎥⎝ ⎠⎣ ⎦ (18)

Ils ont défini un indice anisotrope (Ai) pour pondérer les composantes du rayonnement circumsolaire et isotrope.

bi

0

IAI

= (19)

Dans des conditions de ciel complètement nuageux, la valeur de l’indice anisotrope tend vers zéro et le modèle anisotrope s’approche du modèle isotrope.


11

Pour effectuer la simulation, un système PV branché au réseau électrique et situé à Toronto a été choisi. Le système a une puissance électrique nominale de 10,8 kW et est composé de 48 panneaux PV de 225 W chacun (Type panneau PV: CS6P-225P) et de 3 onduleurs (Type d’onduleur: Powador 5300). Un schéma de l’installation est présenté dans la figure ci-dessous.

Figure 4. Schéma du système PV branché au réseau électrique

Deux journées complètement nuageuses avoisinant le solstice d'été et d'hiver ont été choisies pour l’analyse.

L’équation (1) a été utilisée pour comparer l’énergie électrique produite par le système PV en suivant le Soleil (DTS) et en position fixe horizontale (H). Cette équation permet d’estimer l'avantage (TA>0) ou le désavantage (TA<0) du suivi solaire par rapport à un système fixe en position horizontale.


12

Tableau 1. Journée nuageuse proche du solstice d’été

Le tableau 1 corrobore le fait que pendant des jours complètement nuageux et avec un coefficient de réflexion au sol égal à 0,2, le mécanisme de suivi solaire devrait positionner les panneaux PV dans une position horizontale. Dans cette étude de cas, on produirait 8,8 % moins d’électricité si le système maintient la stratégie de suivi solaire pour une journée complètement nuageuse. Comme indiqué dans le tableau, cet impact négatif serait plus perceptible dans les heures de lever et coucher du Soleil, en raison de l'inclinaison des panneaux PV (60° à 80°) à ces heures de la journée. Lorsque le système PV se rapproche de la position zénithale, l’effet serait considérablement réduit, puisque les panneaux PV adopteraient une position moins inclinée (entre 20° et 30°). Le comportement décrit ci-dessus est typique d’un suivi solaire au cours de l'été.

17 juin

Heure solaire

I (Wh/m2)

DTS (Wh)

H (Wh)

TA (%)

04:00 0,5 0,0 0,0 0,0 05:00 27,5 0,0 0,0 0,0 06:00 79,9 206,8 389,7 -46,9 07:00 136,0 785,7 971,9 -19,2 08:00 192,5 1265,6 1456,5 -13,1 09:00 234,0 1661,3 1817,0 -8,6 10:00 284,6 2158,1 2263,7 -4,7 11:00 308,3 2417,4 2483,9 -2,7 12:00 307,4 2402,8 2461,4 -2,4 13:00 296,9 2270,1 2353,1 -3,5 14:00 259,6 1895,1 2022,7 -6,3 15:00 221,8 1519,3 1693,9 -10,3 16:00 165,3 1014,3 1208,0 -16,0 17:00 106,9 554,2 714,0 -22,4 18:00 48,3 0,0 59,3 -100,0 19:00 4,0 0,0 0,0 0,0

Valeur totale 2673,4 18150,6 19895,0


13

26 décembre

Heure solaire

I (Wh/m2)

DTS (Wh)

H (Wh)

TA (%)

08:00 15,0 0,0 0,0 0,0 09:00 47,2 60,4 169,0 -64,3 10:00 73,1 217,3 413,9 -47,5 11:00 106,9 663,3 857,8 -22,7 12:00 80,6 341,9 595,4 -42,6 13:00 87,3 384,2 655,4 -41,4 14:00 75,8 232,0 424,2 -45,3 15:00 45,3 63,2 81,8 -22,7 16:00 3,7 0,0 0,0 0,0

Valeur totale 534,9 1962,2 3197,4

Tableau 2. Journée nuageuse proche du solstice d’hiver

Le tableau 2 montre une accentuation du désavantage du suivi solaire lors des journées complètement nuageuses en hiver. Dans ce cas, on générerait 38,6 % moins d'énergie électrique si le système conservait la stratégie de suivi solaire sous un ciel complètement couvert. Cela pourrait représenter une pénalité importante à la production d'électricité au cours des journées les plus courtes et de moindre incidence du rayonnement solaire de l’année. Dans les mois d'hiver, l'affectation est à peu près homogène durant toutes les heures de la journée, en raison de la forte inclinaison (60° à 80°) des panneaux PV au cours du suivi solaire.

Ces résultats peuvent être expliqués par le fait que pendant les jours complètement nuageux, il y a une absence quasi totale de rayonnement solaire direct sur le panneau PV. Par conséquent, le rayonnement solaire diffusé par l'atmosphère et celui réfléchi au sol ont une influence importante sur la performance du panneau PV. Néanmoins, pour de faibles valeurs du coefficient de réflexion au sol, le rayonnement solaire diffus domine et son intensité dépend de la fraction de la voûte céleste vue par le panneau PV. Pour cette raison, la position horizontale offrirait la meilleure performance.


14

En introduisant les valeurs de rayonnement solaire global incident sur le plan horizontal (I) des tableaux 1 et 2 dans les figures 2 et 3, respectivement, on se trouverait dans la région qui recommande disposer les panneaux PV en position horizontale. Ce résultat valide l’utilité de l'usage du modèle de ciel isotrope pour estimer le rayonnement solaire critique.

4. CONCLUSIONS

Au départ, la question suivante se posait: arriverait-on à avoir au Canada la meilleure performance énergétique d’un système PV avec suiveur solaire en disposant le panneau PV en position horizontale lors des journées complètement nuageuses? Pour y répondre, la disponibilité en énergie solaire et la transformation de cette énergie solaire en électricité ont été analysées séparément. La région de Toronto a été sélectionnée pour effectuer cette analyse. Du côté de la disponibilité en énergie solaire, une méthodologie permettant d'estimer la valeur théorique du rayonnement solaire global horaire incident sur le plan horizontal a été utilisée. La méthodologie en question peut s’employer pour estimer le rayonnement solaire critique dans n’importe quel endroit de l’hémisphère nord. En utilisant cette approches, il a été possible de définir un seuil sous lequel le système PV en position horizontale reçoit plus d'énergie qu'en suivant le Soleil. Cette valeur a été nommée « rayonnement solaire critique ». Les valeurs obtenues de rayonnement solaire critique se trouvent, pour la majorité des heures du jour, à la proximité du seuil qui sépare la zone des journées partiellement ensoleillées de celles complètement nuageuses. Cela laisse entendre que la performance énergétique d’un système PV avec suiveur solaire serait améliorée en disposant le panneau PV en position horizontale lors des journées complètement nuageuses. Du côté de la transformation de l’énergie solaire en électricité, l’analyse d’études de cas réaffirme le fait que suivre le Soleil caché derrière les nuages pourrait nuire considérablement à la production d’électricité. Cette affectation serait plus marquée pendant l’hiver. Cette étude confirme, d'un point de vue théorique, la proposition d’orienter les modules solaires PV vers le zénith pendant des journées avec une nébulosité élevée.


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RÉRÉRENCES

[1] Canadian Solar Industries Association. Solar Vision 2025: Beyond Market Competitiveness, December 2010, http://www.cansia.ca/node/6485 (visité le 25.04.2012).

[2] Mousazadeh H, Keyhani A, Javadi A, Mobli H, Abrinia K , Sharifi A. A review of principle and sun-tracking methods for maximizing solar systems output. Renewable and Sustainable Energy Reviews 2009; 13:1800–1818. [3] Kelly NA, GIBSON TL. Improved photovoltaic energy output for cloudy conditions with a solar tracking system. Solar Energy 2009; 83:2092–2102. [4] Kelly NA, GIBSON TL. Increasing the solar photovoltaic energy capture on sunny and cloudy days, Solar Energy2011; 85:111–125. [5] Koussa M, Cheknane A, Hadji S, Haddadi M, Noureddine S. Measured and modeled improvement in solar energy yield from flat plate photovoltaic systems utilizing different tracking systems and under a range of environmental conditions, Applied Energy 2011; 88:1756–1771. [6] Reindl DT, Beckman WA, Duffie JA. Evaluation of hourly tilted surface radiation models, Solar Energy 1990; 45:9-17.

[7] Hay JE, McKay DC. Estimating solar irradiance on inclined surfaces: a review and assessment of methodologies, Solar Energy; 3:203-240.

[8] Noorian AM, Moradi I, Kamali GA. Evaluation of 12 models to estimate hourly diffuse irradiation on inclined surfaces, Renewable Energy 2008; 33:1406-1412.

[9] Duffie JA, Beckman WA. Solar engineering of thermal processes, John Wiley & Sons Inc. (1980).

[10] Orgill JF, Hollands GT. Correlation equation for hourly diffuse radiation on a horizontal surface, Solar Energy 1977; 19:357-359.

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